CC BY
85
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Обоснование выбора технологий защиты осложненного фонда добывающих скважин
А.ю. Пресняков
к.т.н., начальник отдела [email protected]
А.м. хакимов
ведущий научный сотрудник [email protected]
A.И. Волошин
д.х.н., эксперт по направлениям добычи [email protected]
B.В. Рагулин к.т.н.
А.А. Даминов
главный специалист [email protected]
ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уфа, Россия
В работе изучены причины слома валов при эксплуатации скважин осложненного фонда, разработаны технологии защиты глубинно-насосного оборудования, предотвращающие сломы.
материалы и методы
Анализ режимов эксплуатации скважин, химические и металлографические исследования УЭЦН, подвергшихся слому валов.
Ключевые слова
солеотложение, механические примеси, УЭЦН
Одним из способов поддержания базового уровня добычи нефти является обеспечение бесперебойной продолжительной работы установок электроцентробежного насоса (УЭЦН), снижение количества их отказов. Основными причинами отказов УЭЦН являются: отсутствие подачи насоса, отсутствие сопротивления изоляции №-0), негерметичность лифта насосно-компрессорных труб (НКТ), заклинивание насоса, которое может привести к слому вала УЭЦН. Причиной заклинивания насоса может быть его эксплуатация в условиях, осложненных солеотложением, высоким содержанием механических примесей и коррозией.
Используемые технологии борьбы с указанными осложнениями, такие как инги-биторная защита, применение технологий крепления пласта, использование фильтров и другие позволяют существенно снизить негативное влияние осложнений на работоспособность насосного оборудования. Вместе с тем, сочетание таких осложнений как «со-леотложение - механические примеси» или «механические примеси - коррозия» взаимно усиливает свое негативное влияние на эксплуатацию погружных насосов и требует применения комплексных технологий защиты [1, 2].
С целью изучения процессов отложения солей и механических примесей на УЭЦН, разработки технологий защиты глубинно-насосного оборудования (ГНО) от таких осложнений был проведен анализ режимов эксплуатации ряда скважин, осложненных отложениями солей и выносом механических примесей. Также были проведены исследования подвергшихся слому валов УЭЦН из четырех скважин данного фонда.
Для оценки возможности воздействия на валы сульфидно-коррозионного растрескивания было проведено определение наличия сероводорода в пробах скважинной продукции. Известно, что коррозионное растрескивание углеродистых сталей вызывается при наличии в среде сероводорода и парциальном давлении более 0,0003 МПа. В результате проведенного анализа, не обнаружено
Рис. 1 — Образования с рабочих колес УЭЦН Fig. 1 — Formations on ESP impeller
наличие сероводорода в выделяющемся из жидкости газе и в водной фазе. Таким образом, вероятность влияния на слом вала УЭЦН сульфидно-коррозионного растрескивания опровергнута.
Исследования химического состава образцов валов на стационарном оптико-эмиссионном приборе и металлографические исследования, проведенные с помощью оптического и электронного микроскопов, не выявили расхождения с нормативными показателями. Определение твердости образцов валов методом Роквелла показало, что на образцах со скважин № 1 и 2 (сплав Inconel 718) твердость составляет в среднем 48±1 ИкС, а на образцах со скважин № 3 и 4 (сплав Monel К500) — 36±1 И1кС, что соответствует стандарту АБТМ. Завершающим этапом исследований являлось определение ударной вязкости, которое проводилось по стандартной методике по ГОСТ 9454-78 на копре с вертикально падающим грузом. Исследованные валы со скважин № 1 и 2, изготовленные из сплава Inconel 718, имеют одинаковую ударную вязкость, что свидетельствует о высоком качестве исходного металла. Валы со скважин № 3 и 4, изготовленные из сплава Monel К500, обладают близкими значениями ударной вязкости, но имеют больший разброс значений между соседними испытаниями одной партии. Ударная вязкость валов, изготовленных из сплава Monel К500 почти в 2 раза выше аналогичных показателей валов, изготовленных из сплава Inconel 718. Данные результаты коррелируют с данными по твердости — чем выше твердость, тем меньше значения ударной вязкости.
Изучение геолого-технических характеристик и параметров работы данных скважин показало, что проблема характерна для скважин с низкой обводненностью и высоким газовым фактором. Вынос воды при разгазировании приводит к пересыщению жидкости солями с их последующим выпадением на рабочих органах УЭЦН. Осложняющий работу ЭЦН эффект усиливается в тех скважинах, в которых наблюдается сочетание процессов солеотложения и выноса механических примесей. Эти два осложняющих фактора взаимно усиливают друг друга: механические примеси стимулируют отложение соли, в частности, карбоната кальция, соль, в свою очередь, способствует слипанию частиц механических примесей [1]. На рис. 1 приведены образования, отобранные при комиссионном разборе одного из исследуемых ЭЦН. Это кальцит с присутствием частиц кварца, которые выступают в качестве затравки кристаллизации.
Таким образом, в результате проведенных исследований установлено, что основной причиной слома валов в рассмотренных четырех скважинах является сочетание процессов отложения солей и механических примесей на УЭЦН, приводящее к цементации механических примесей, заклиниванию УЭЦН и последующему слому вала.
Полученные результаты обусловливают необходимость подбора эффективных технологий борьбы с механическими примесями и предотвращения солеотложе-ния. Существующие методы борьбы с мех. примесями можно разделить на использование механических средств (скважин-ные фильтры различных конструкций) и средств, укрепляющих породу пласта (закачивание химических реагентов).
Наиболее простыми, рациональными и доступными являются механические методы. К ним относится оборудование скважин противопесочными фильтрами различных конструкций: проволочными, сетчатыми, гравийными. Ещё одним методом борьбы с механическими примесями является крепление призабойной зоны пласта химическим и физико-химическим методами. К химическим методам относится искусственное закрепление породы пласта вяжущими и цементирующими составами: синтетическими смолами, цементом с различными добавками, силикатами. Физико-химический метод включает в себя закачку крупнозернистого песка или цементно-песчаной смеси в призабойную зону пласта и его последующее закрепление разными способами: путем коксования нефти в призабойной зоне пласта, обработкой призабойной зоны химическими реагентами с последующей термической обработкой, проведение гидроразрыва пласта с последующим закреплением.
Для борьбы с отложениями неорганических солей применяется множество методов, которые можно разделить на следующие группы: физические,
технологические и химические (рис. 2). Наиболее распространенные из представленных — химические и технологические.
С целью экспресс-оценки вероятности выпадения солей нами был разработан расчетный модуль, позволяющий рассчитать концентрацию солей в пластовой воде, в зависимости от параметров работы УЭЦН, компонентного состава и влагосо-держания газа, параметров работы скважины (дебит, обводненность, плотность нефти и газовый фактор). Расчёт производится с учетом выноса воды при разга-зировании добываемой жидкости, показывает изменение ионного состава воды. Проведение такого превентивного расчета позволяет оценивать влияние параметров работы скважины, прогнозировать выпадение солей и планировать мероприятия по их предотвращению. Пример расчета на модуле представлен на рис. 3.
Итоги
Успешно проведены исследования причин слома валов УЭЦН, эксплуатирующихся в осложненных условиях. Установлено, что одной из причин слома валов при эксплуатации скважин является сочетание процессов отложения солей и механических примесей на УЭЦН, приводящее к его заклиниванию и последующему слому.
Выводы
Для снижения количества таких отказов разработаны следующие рекомендации: - проведение мини-задавок ингибиторов солеотложения в ПЗП с предоторочками взаиморастворителя и гидрофобизатора;
- последовательное закачивание ингибитора солеотложения и кислотного состава с продавкой композиции в пласт, с целью повышения эффективности действия ингибирующего состава и очистки поверхности погружного скважинного оборудования от отложившихся солей;
- введение в жидкости глушения скважин ингибиторов солеотложения;
- применение кислотных составов, содержащих ингибитор солеотложения при проведении промывок УЭЦН;
- проведение превентивных расчетов степени концентрирования солей в зависимости от дебита, обводненности, газового фактора.
Выполнение данных рекомендаций и своевременных мероприятий по предотвращению отложения солей позволит значительно сократить количество отказов глубинно-насосного оборудования по причине слома вала, повысить эффективность эксплуатации УЭЦН.
Список литературы
1. Михайлов А.Г., Ягудин Р.А., Волгин В.А., Стрижнев В.А., Рагулин В.В. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» // Территория Нефтегаз. 2010. №12. С. 84-89.
2. Михайлов А.Г., Ягудин Р.А., Волгин В.А., Шакиров Э.И. Анализ применения технологий защиты скважин при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефть. Газ. Новации. 2010. №12. С. 71-74.
46
Рис. 2 — Методы предотвращения солеотложения Fig. 2 — Methods for scaling preventing
Экспозиция НЕфть газ ноябрь 7 (60) 2017
Рис. 3 — Пример расчета концентрации солей в пластовой воде Fig. 3 — Calculation of salt concentration in strata water
ENGLISH OIL PRODUCTION
Justification of technologies selected to protect difficult production wells
Authors:
Alexander Yu. Presnyakov — Ph.D., head of department; [email protected]
Azamat M. Khakimov — researcher; [email protected]
Alexander I. Voloshin — Sc.D., an expert in production areas; [email protected]
Victor V. Ragulin — Ph.D.; [email protected]
Azat A. Daminov — chief specialist; [email protected]
RN-UfaNIPIneft LLC, Ufa, Russian Federation
UDC 622.276
Abstract
The paper explores ESP shaft failures, occurring in difficult wells. It also presents protection technology for downhole pumping equipment to prevent failures.
Materials and methods
Review of well operation modes, chemical and metallographic study of ESPs with broken shafts.
Results
Broken shafts of ESPs operating in difficult wells have been effectively studied. It has been revealed that one of the causes of
broken ESP shafts is related to deposition of scale and solids around ESP units, which leads to sticking and failing.
Conclusions
The following recommendations have been developed to reduce such failures:
- injection of small amount of scale inhibitors into the bottomhole area with pre-slug of mutual solvent and oil wetting agent;
- sequential injection of scale inhibitor and acid compound and squeezing the composition into the formation, in order to increase inhibitor performance and to remove scaling from the surface of downhole equipment;
- adding scale inhibitors to well-killing fluids;
- use of acid compounds containing scale inhibitor for ESP flushing;
- preventive calculation of scale concentration potential based on production rate, water-cut, and gas/oil ratio.
Implementation of these scale-preventing recommendations and actions will significantly reduce the number of shaft failures in downhole pumping equipment and improve ESP efficiency.
Keywords
scaling, mechanical impurities, ESP
References
1. Mikhailov A.G., Yagudin R.A., Volgin V.A., Strizhnev V.A., Ragulin V.V. Kompleksnaya zashchita skvazhinnogo oborudovaniya pri peskoproyavlenii v OOO «RN-Purneftegaz» [Complex
protection of downhole equipment at sand development in «RN-Purneftegaz» LLC]. Territorija neftegaz, 2010, issue 12, pp. 84-89.
2. Mikhailov A.G., Yagudin R.A., Volgin V.A., Shakirov E.I. Analizprimenenija tehnologij
zashhity skvazhin pri peskoprojavlenii v OOO «RN-Purneftegaz» [Analysis of well protection procedure application against sand production at the example of OOO RN-Purneftegas]. Oil. Gas. Novations, 2010, issue 12, pp. 71-74.
